Файл: Наименование раздела.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 11.01.2024

Просмотров: 1283

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ

№ раздела
Наименование раздела
Страница

1.
2.

3.

4.

5.
6.

7.

8.

9.

10.

11.


12.

13.
14.
Общая характеристика установок переработки газа
Характеристика исходного сырья, готовой продукции, реагентов и вспомогательных материалов
Описание технологического процесса, схемы контроля и автоматики
Нормы технологического режима и метрологическое обеспечение
Контроль технологического процесса
Основные правила пуска и остановки установки при нормальных условиях
Возможные неполадки технологического процесса, их причины и способы устранения
Основные правила безопасного ведения технологического процесса
Возможные аварийные ситуации и правила остановки установки при этом
Отходы производства, сточные воды и выбросы в атмосферу
Спецификация технологического оборудования, регулирующих и предохранительных клапанов, экспликация компрессоров и насосов
Перечень обязательных инструкций для установок переработки газа
Лист регистрации изменений
Технологические схемы
2
3-14

15-30

31-41

42-64
65-89

90-97

98-115

116-125

126-128

129-151


152-157

158
I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВОК ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗАУстановки переработки газа предназначены согласно первоначальному проекту для переработки поступающего нефтяного газа с извлечением из него широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). После проведенной реконструкции установок переработки газа в 1997 году наряду с проектной продукцией – ШФЛУ и сухим отбензиненным газом получена возможность выработки стабильного газового бензина и СПБТ на установке переработки газа №2.Проектная мощность установок по перерабатываемому газу составляет 4,28 млрд.м3/год. Переработка нефтяного газа осуществляется по схеме низкотемпературной конденсации с применением пропанового холода и турбодетандера. В состав каждой установки компримирования и переработки газа входят следующие блоки и отделения:

  1. Компрессорная сырьевого и компримированного газа.
2. Блок охлаждения и сепарации газа3. Блок осушки и очистки газа твердыми поглотителями.

  1. Блок низкотемпературной конденсации и деэтанизации углеводородного конденсата.

  2. Пропановая холодильная установка.

  3. Система циркуляции горячего и холодного гликоля.

  4. Система циркуляции теплоносителя (горячего масла).

  5. Блок очистки газа регенерации раствором амина (Выведен из эксплуатации).
Нагрев газа регенерации, масла-теплоносителя, гликоля-теплоносителяпроизводится в трубчатых огневых подогревателях. Охлаждение газа, ШФЛУ, гликоля, а также конденсация пропана-хладоагента осуществляется в аппаратах воздушного охлаждения.Общими для двух установок являются блок получения воздуха КИП, система противопожарной воды, факельная система и склад метанола. На установке переработки газа №1 имеется узел подготовки газа, который может находиться в работе или отключаться из технологической схемы.В связи с тем, что компрессоры для повторного компримирования сухого отбензиненного газа исключены из работы, внедрена технологическая схема приема в переработку компримированного газа Лянторского м/р из сепаратора С-9/2 УУГ с предварительным сжатием на компрессорах С-103А/1,2 , что позволяет увеличить выработку ШФЛУ и сухого отбензиненного газа.Генеральный проектировщик – «ВНИПИгазпереработка», г.Краснодар.Проектировщик технологического процесса – фирма «Флуор», США.Поставщик оборудования – фирма «Джапан Стил Уоркер», Япония.Генеральный подрядчик – трест «Запсибэнергострой» Минэнерго СССР.Дата ввода в эксплуатацию установки переработки газа №1 – IV квартал 1980 года, установки переработки газ №2 – IV квартал 1981 года. II. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ, ГОТОВОЙПРОДУКЦИИ, РЕАГЕНТОВ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ.2.1. Сырье.В качестве сырья на установки компримирования и переработки газа поступает нефтяной газ I и II ступени сепарации с месторождений нефти Сургутского региона и ОАО «Юганскнефтегаз», сбросной газ Сургутского завода стабилизации конденсата, компримированный газ с Лянторских КС-1,2 (на прием компрессоров С-103А1,2).Нефтяной газ состоит из смеси углеводородов метанового ряда с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны, углекислый газ, азот, кислород и вода. Обладает слабым специфическим запахом, слабо растворим в воде. Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны – 300 мг/м
3 (здесь и далее в пересчете на углерод). Пределы взрываемости в смеси с воздухом – 1,5 – 15 % объемных.Компонентный состав газа, поступающего на установки переработки и компримирования газа не постоянный, изменяется в зависимости от соотношения количества газов, поступающих от различных поставщиков. Изменяется и содержание не углеводородных примесей в нефтяном газе. Температура газа на входе в установки изменяется в зависимости от времени года от минус 4 до плюс 20 оС. Давление газа на входе в установки до 0,85 кгс/см2. Компонентный состав газа представлен в таблице 1.Таблица 1

Наименование

компонентов
Химическая

формула
Смесь газа на прием установок
Газ Лянторских

КС-1,2

% мас.
% мол.
% мас.
% мол.

Кислород
O2
0,05
0,03
0,01
0,01

Азот
N2
1,46
0,97
1,12
0,72

Углекислый газ
CO2
0,59
0,25
1,15
0,47

Метан
CH4
77,63
91,29
83,47
93,51

Этан
C2H6
2,20
1,37
2,26
1,35

Пропан
C3H8
7,77
3,27
5,10
2,08

Изобутан
i-C4H10
2,15
0,68
1,26
0,39

Нормальный бутан
n-C4H10
2,95
0,93
2,14
0,66

Изопентан
i-C5H12
1,29
0,32
1,12
0,28

Нормальный пентан
n-C5H12
1,21
0,30
0,92
0,23

Гексан +выс.
C6H14+выс.
2,70
0,59
1,45
0,30

Содержание влаги, г/м3
H2O
0,747



0,7



Содержание сероводорода, г/м3
H2S
0,0068



0,0056



Содержание меркап-

тановой серы, г/м3
RHS
0,0004



Отс.



Содержание С3+выс. г/м3



142,03



89,12



Плотность, кг/м3



0,786



0,747


2.2. Готовая продукция.Из нефтяного газа на установках переработки газа вырабатывается сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), смесь пропана и бутана технических (СПБТ) и бензиновая фракция.2.2.1. Сухой отбензиненный газ.Сухой отбензиненный газ состоит из смеси углеводородов метанового ряда С1 – С4 с незначительным содержанием неуглеводородных компонентов – углекислый газ, азот, сероводород и кислород. Отвечает требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения». Компонентный состав сухого отбензиненного газа представлен в таблице 2.Таблица 2

Наименование

компонентов
Химическая

формула
Содержание компонентов

% мас.
% мол.

1
2
3
4

Кислород
O2
0,04
0,02

Азот
N2
1,62
0,95

Углекислый газ
CO2
0,76
0,29

Метан
CH4
92,65
96,44

Этан
C2H6
2,65
1,46

Пропан
C3H8
2,14
0,8

Изобутан
i-C4H10
0,07
0,02

Нормальный бутан
n-C4H10
0,07
0,02

Содержание влаги, г/м3
H2O
0,034



Содержание сероводорода, г/м3
H2S
0,0029



Содержание меркап-

тановой серы, г/м3
RHS
0,0002



Содержание С3+выс. г/м3



15,85



Плотность, кг/м3



695


Возможно изменение компонентного состава.2.2.2. Широкая фракция легких углеводородов.ШФЛУ, вырабатываемая на установках переработки газа, отвечает требованиям ТУ 38.101524-93 с изм.1, изложенным в таблице 3.Таблица 3

Наименование показателя
Норма по маркам

А
Б

1
2
3

1.Массовая доля компонентов, %

  • сумма углеводородов С1-С2, не более

  • пропан, не менее

  • сумма углеводородов С4-С5, не менее

  • сумма углеводородов С6 и выше, не более

3

15

45
15

5

-

40
30

1
2
3

2. Массовая доля метанола,%
Не нормир.
Не нормир.

3. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более

в том числе сероводорода, не более

0,025

0,003

0,05

0,003

4. Содержание свободной воды и щелочи
Отс.
Отс.

5. Внешний вид
Бесцветная прозрачная жидкость
Бесцветная прозрачная жидкость

Смотрите также файлы